Курс лекций по теме "Энергоаудит и энергосбережение" часть 2

Директор ООО «Энергосберегающие технологии»
Левадний Дмитрий Николаевич
тел./ф. (347) 252-15-41
Почтовый адрес: 450022, Россия,
Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 134
E-mail: ensbtex@mail.ru
www.ensbtex.ru

2 Потери энергоресурсов

2.1 Основные понятия

Термины и определения

Фактические  (отчетные) потери электроэнергии – разность количества электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной потребителям, определяемая по данным системы учета поступления и полезного отпуска электроэнергии. 

Технические потери электроэнергии – потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводниках и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям приборов учета, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций.

Система учета электроэнергии на объекте – совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объекте и включающих в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), электросчетчики, автоматизированные системы учета, соединительные провода и кабели.

Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте (отрицательная систематическая составляющая погрешности системы учета).

Технологические потери – сумма технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь, обусловленных инструментальными погрешностями измерения электроэнергии.

Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Фактический небаланс электроэнергии на объекте – разность электроэнергии, поступившей на объект, и суммы трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и технических потерь в сетях и оборудовании объекта.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии – мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемой экономии электроэнергии.

Мероприятие с сопутствующим снижением потерь электроэнергии – мероприятие, проводящее к снижению потерь электроэнергии, но затраты на которое не окупаются только за счет их снижения.

 Структура отчетных потерь электроэнергии  

 Схема

                                                                                                                                    

2.2 Технические потери

Нагрузочные потери

Нагрузочные потери в линиях и трансформаторах

Способы расчета нагрузочных потерь можно представить в виде следующей структурной диаграммы:

Схема

Оперативные расчеты – расчеты на основании информации о нагрузках ветвей, поступающей в вычислительный центр системы от средств телеизмерений.

Аналитические расчеты – расчеты потерь электроэнергии за период Т на основе расчета потерь мощности в ограниченном числе режимов. В данном случае потери мощности умножают на определённые тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графиках нагрузки.

Оценочные расчеты – расчеты, проводимые на основе обобщенных данных о схемах сетей.

В обобщенном виде потери в линиях и силовых трансформаторах могут быть определены как потери в элементе сети по выражению :

∆P=P2+Q2U2∙R ,

Где P и Q –активная и реактивная мощности, передаваемые по элементу сети.

Потери в трансформаторах тока

Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в первичной, вторичной обмотках и потерь в нагрузке вторичной цепи.

Общее выражение для расчета потерь электроэнергии в ТТ одного подключения за расчетный период Д, имеет вид:

∆WTT=(a+b∙KT)∙βTT экв2∙24∙Д∙10-6 ,

Где βTT экв2  – коэффициент эквивалентной токовой нагрузки ТТ;

      a и b  – коэффициенты зависимости удельных потерь мощности в ТТ и в его вторичной цепи ∆PTT , имеющей вид:

Для первой группы напряжением 10 кВ

∆PTT=104+30∙KTT  

Для второй группы напряжением 35 кВ

∆PTT=104+60∙KTT  

Для третье группы напряжением 110 кВ и выше

∆PTT=104+270∙KTT  

Потери в высокочастотных заградителях связи

При передаче по проводам линий электропередач сигналов ВЧ-связи, оборудование подстанций оказывает сильное шунтирующие воздействие на эти сигналы. Для ослабления этого воздействия перед шинами приемной и передающей подстанции устанавливают высокочастотные заградители, представляющие собой реакторы с небольшим активным сопротивлением, «запирающие» сигналами ВЧ-связи путь на шины подстанций. Устройства присоединения ВЧ-связи потребляют небольшую мощность в постоянном режиме, поэтому эти потери относятся к потерям холостого хода.

Суммарные потери в высокочастотных заградителях и устройстве присоединения на одной фазе воздушной линии могут быть рассчитаны по выражению, тыс. кВт*ч:

∆WВЧ=(∆Pном∙βВЗ2+∆Pпр)∙24∙Д∙10-3

Где βВЗ2  – отношение среднеквадратичного рабочего тока ВЗ за рассматриваемый приод к его номинальному току

∆Pпр  – потери в устройствах присоединения, кВт, величина постоянная для различных уровней напряжения 110 кВт – 0,036; 220 кВт – 0,063; 330 кВт – 0,19; 500 кВт – 0,4.

Потери в токоограничивающих реакторах

По своей конструкции токоограничивающие реакторы мало отличаются от высокочастотных заградителей связи. В паспортных данных потери в реакторах приводятся в виде удельных потерь мощности ∆pном , кВт/фаза, при номинальном токе.

Потери энергии в трехфазной группе реакторов определяют по выражению, тыс. кВт*ч:

∆Wp=3∆pном∙IрIном2∙τ∙24∙Д∙10-3,

Где Iр  и Iном  – соответственно максимальный рабочий и номинальный токи реактора.

Потери холостого хода

- потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе

Потери холостого хода определяют на основе известных паспортных данных потерь мощности холостого хода

∆Wx=24∙Д∙∆Px∙10-3

- потери в компенсирующих устройствах

- потери в в батареях конденсаторов  определяют на основе известных удельных потерь мощности ∆pБК , кВт/квар:

∆WБК=∆pБК∙WQБК,

Где WQБК  – реактивная энергия, выработанная батарей конденсаторов за расчетный период. Обычно ∆pБК  = 0,003.

- потери в синхронных компенсаторах (СК) теоретически нельзя полностью отнести к потерям холостого хода, так как потери в любой электрической машине имеют и нагрузочную составляющую (как и в трансформаторе). Данные потери определяются по выражению:

∆WСК=∆Pном∙TСК∙dx+(1-dx)∙kmax2∙k3+2k323

Где ∆Pном  – потери в СК при номинальной загрузке;

TСК  – время работы  СК в расчетном периоде (оно может быть меньше, чем 24 Д);

kmax  - Qmax / Qном – коэффициент максимальной загрузки СК;

dx  – доля потерь холостого хода в значении ∆Pном

Значение dx  для используемых СК находится в диапазоне 0,3 – 0,5. В расчетах может быть использовано значение 0,4.

Коэффициент заполнения графика реактивной нагрузки СК определяют по выработанной СК реактивной энергии ∆WQСК  за время Тск :

kз=WQСКQm��x∙Тск

При этом WQСК  определяют как сумму потребленной и отданной в сеть реактивной энергии.

- потери в трансформаторах напряжения

Трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к холостому ходу. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и в его вторичной нагрузке. Потери в самом ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора.

Суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяются по выражениям, тыс. кВт*ч:

Для ТН напряжением 20 кВ и ниже:

∆WТН=(U+β2ТН∙pн2∙KТП)∙24∙Д∙10-6

Для ТН напряжением более 20 кВ:

∆WТН=(U+β2ТН∙pн2∙KТП)∙24∙Д∙10-6

- потери в изоляции кабельных линий определяют по выражению, тыс. кВт*ч:

∆Wкаб=24∙Д∙bc∙U2∙tgδ∙Lкаб

Где bc  – емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

U – напряжение, кВ;

Lкаб  – длина кабеля, км

tgδ  – тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по выражению:

tg∙δ=0,003+0,0002*Тсл*(1+аТ*Тсл)

Где Тсл – число лет эксплуатации кабеля.

Данная зависимость определяет улучшение качества изоляции в связи с совершенствованием технологии ее изготовления. При этом учитывается срок службы кабеля, соответственно если срок службы велик, то, соответственно и величина потерь увеличивается.

Климатические потери

К данному типу потерь относятся два вида потерь – потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций.

- Потери на корону

Потери на корону зависят от сечения проводников и рабочего напряжения ( чем меньше сечение и выше напряжение, тем больше удельная напряженность на поверхности провода и тем больше потери), конструкции фазы, а также от погоды. Удельные потери определяют на основании экспериментальных исследований. Основная доля потерь мощности на корону приходится на линии ВЛ 500кВ как в силу высокого номинального напряжения, так и их большой протяженности. Потери мощности на корону в линиях с уровнем напряжения менее 110 кВ, в расчетах не рассматриваются по причине малой вероятности возникновения короны на таких уровнях напряжения. Все расчеты ведутся на основании опытных и экспериментальных данных, сводимых в ведомственные показатели удельных потерь соответствующих энергосистем.

- Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий

Возможная величина токов утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязненности атмосферы. Существует всего семь уровней степени загрязненности атмосферы от минимальной, до максимальной приходящейся на районы с промышленными источниками загрязнений различной интенсивности. При увеличении уровня загрязнения должно быть соответственно увеличено количество изоляторов в гирлянде.

Потери электроэнергии, обусловленные токами утечки по изоляторам ВЛ, можно определить по выражению, тыс. кВт*ч:

∆Wиз=Uном23∙Rиз∙Nиз∙Твл∙Nгир∙10-3

Где Твл  – продолжительность в расчетном периоде влажной погоды (туман, роса и моросящие дожди)

Nгир  - число гирлянд изоляторов

Nиз  – число изоляторов в фазе

- транзитные потери

Транзитом электрической мощности и энергии называется передача электрической мощности и энергии из одной энергосистемы в другую по сетям третьей энергосистемы. Субъект, осуществляющий через свои сети транзит электрической мощности и энергии, называют транзитером (энергосистема-транзитер).

Транзитные потери мощности определяют как разность нагрузочных потерь активной мощности в сетях транзитера в режимах с транзитом мощности и без него. Их расчет может осуществляться следующими методами:

- методом прямых расчетов электрических режимов сети транзитера на каждом часовом интервале на основе расчетной схемы сети и данных о режимных параметрах узлов, получаемых от системы телеизмерений, с определением средних потерь мощности на каждом часовом интервале и потерь электроэнергии за расчетный период как интеграла потерь мощности;

- по нормативной характеристике потерь мощности (энергии) в сети транзитера, представляющей собой зависимость потерь от перетоков, полученную с помощью аппроксимации результатов предварительно проведенных вариантов расчетов электрических режимов сети транзитера;

- по нормативам транзитных потерь мощности (энергии), представляющих собой доли (проценты) от соответствующих значений транзитных перетоков.

Потери мощности от транзитного перетока в рассматриваемом часовом периоде определяют по формуле:

∆Pтр=∆P1-∆P2

Где ∆P1 и ∆P2  – суммарные нагрузочные потери мощности в сетях транзитера в соответствующих режимах.

Потери энергии за рассматриваемый интервал времени определяют по формуле:

∆W=∆Pтр∙t